Газоснабжение всесезонного туристско-рекреационного комплекса. Часть 4.

Страницы: 1 2 3 4

4. Расчет газораспределительные системы

4.1 Механический расчет трубопровода

Расчет производится как из соображений надежности эксплуатации газопровода, так и с позиции снижения металлозатрат. Расчет ведется в соответствии со СНиП 2.05.06-85*.

а) Выбираем марку стали для сооружения труб 13ГС согласно рабочему давлению газопровода.

Расчётная толщина стенки трубопровода определяется по формуле:

где

•  — коэффициент надежности по нагрузке (принимаем );
• — рабочее (избыточное) давление в трубопроводе, МПа;
• — наружный диаметр трубопровода, мм;
• — расчётное сопротивление растяжению, МПа, которое рассчитывается по формуле:

где

•  — коэффициент работы трубопровода,  [1, табл. 1, стр. 9];
• — коэффициент надежности по материалу;  для стали [1, табл. 10, стр. 50];
• — коэффициент надежности по значению трубопровода, [1, табл. 12, стр. 51].
• — нормативное сопротивление растяжению металла трубы, равно пределу прочности металла трубы, МПа;

Округляем толщину стенки в большую сторону

Тогда внутренний диаметр трубопровода:

б) Максимальные суммарные продольные напряжения определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. Необходимо проверить, нет ли  осевых сжимающих напряжений в трубопроводе [1, стр. 57]:

где

•  — продольные осевые напряжения, МПа;
• — коэффициент линейного расширения металла трубы,   [1, табл. 13, стр. 51];
• — модуль упругости металла,  [1, табл. 13, стр. 51];;
• — расчетный температурный перепад.

Получаем:

Т. к.  ,что свидетельствует о на наличие растягивающих продольных напряжений, то коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние металла, принимаем равным единице .

в) Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:

4.2 Физические свойства природного газа

 

а) Среднемолекулярная масса [2]

б) Характеристическая газовая постоянная R:

в)  Плотность природного газа при нормальных условиях:

г) Относительная плотность газа по воздуху:

д) Низшая теплота сгорания топлива при нормальных условиях: [4]

е) Число Воббе:

ж) Плотность смеси при нормальных условиях: [4]

з) Динамический коэффициент вязкости в зависимости от температуры газа выражается по формуле Cаттерленда:

Метан:  ; C= 162;  ;

Этан:

Пропан:

Бутан:

Углекислый газ: ; C= 240;

Азот: ; C= 111;

и) Псевдокритические параметры газовой смеси:

к) Приведенные параметры давления и температуры:

е) Псевдокритические параметры многокомпонентной газовой смеси необходимы для определения коэффициента сжимаемости газа [3]:

4.3 Расчет давления на входе в ГРС

Суммарное потребление газа потребителями:

2) Данная величина определяется при нормальных условиях, для перевода ее в массовый расход воспользуемся плотностью при нормальных условиях:

3) Скорость потока газа:

4) Число Рейнольдса определяется по формуле:

Коэффициент гидравлического сопротивления:

Тогда давление на входе в ГРС определяется по формуле:

4.4 Расчет тупиковой разветвленной сети среднего давления

Тупиковая разветвленная сеть среднего давления рассчитывается согласно следующему алгоритму:

1. Определить расчетные длины участков сети с учетом 10% надбавки на местные сопротивления.
2. Определить расчетное газа по участкам сети, начиная с конечного участка.
3. Выделить главное направление.
4. Для главного направления определить средний коэффициент по формуле:
5. Для каждого участка по величинам и  по номограмме для расчета газопровода высокого или среднего давления выбираем диаметр.
6. Параметр не всегда соответствует определенному диаметру при заданном расходе, поэтому для данного D и по величинам  найти уточненное значение коэффициента .
7. Зная и найти по формуле:

Значения  для каждого участка не должны быть ниже чем минимальное установленное давление перед потребителем (0,15 МПа).

8. Аналогичный расчет отводов и ответвлений.
9. Все данные заносят в сводную таблицу .

Таблица 9. Сводные данные по каждому из участков.

 

4.5 Выбор регулятора давления

При расчете регулирующих клапанов часто используют понятие коэффициента пропускной способности регулятора k_v. Расчет производится по заданному расходу газа, плотности газа, давления перед клапаном и после него.

Избыточное давление на входе в узел редуцирования –МПа;

Избыточное давление на выходе из узла редуцирования – 0,3 МПа;

Суммарный объемный расход природного газа –м³/ч;

Температура природного газа перед регулятором давления – 277 К.

1) Определяем абсолютные давления газа на входе и выходе узла редуцирования:

2) Определяем режим течения газа через клапан регулятора давления

Т. к. Выражение

, то расчет коэффициента пропускной способности находим по формуле [3]:

где

• — значение давления до регулятора, МПа;
• — плотность газа при нормальных условиях,;
• — температура газа перед регулятором, К;

3) По таблице [3, стр. 51] подбираем регулятор давления РД-50-80 с коэффициентом пропускной способности 40 и определяем запас пропускной способности:

По СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы» данная величина должна быть не менее 15% :

Регулятором давления принято называть устройство, автоматически поддерживающее рабочее давление в газопроводе на заданном уровне путем изменения количества газа, протекающего через регулирующий клапан. Он состоит из регулирующего и реагирующего устройств. Основная часть последнего — чувствительный элемент (например, мембрана). Основной частью регулирующего устройства является регулирующий орган и чувствительный элемент, которые соединены между собой исполнительной связью.

Рисунок 2. Схема работы регулятора давления РД-50-80.

Процесс регулирования давления протекает следующим образом (Рисунок 2): в задающей камере А регулятора пилотным регулятором РПО через технологическое отверстие Б подается постоянное управляющее давление, обеспечивающее необходимую величину давления на выходе регулятора (изменение управляющего давления отслеживается с помощью манометра через технологическое отверстие В). Если давление на выходе регулятора меньше заданного, то сила, действующая на мембрану 2 сверху, становится больше силы, действующей на мембрану снизу (подмембранная полость связана с регулируемым давлением на выходе регулятора черех технологическое отверстие Г), и узел чувствительного элемента, состоящего из втулки 4, штока 5, клапана 9, и связанный с мембраной, перемещаясь вниз, увеличивает проходное сечение регулятора, в результате чего, количество протекающего газа увеличится и давление на выходе восстанавливается до заданного значения. Если давление на выходе регулятора выше заданного, чувствительный элемент, перемещаясь вверх, уменьшает проходное сечение регулятора, и давление на выходе уменьшается до заданного значения. Подвижная система регулятора уравновешена при равенстве регулируемого давления и управляющего давления.

4.6 Подбор предохранительных клапанов

Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления. Предохранительные запорные отсекающие клапаны типа ПКН и ПКВ поставляются комплектно с соответствующими регуляторами давления газа. Они устанавливаются до регулятора давления газа после фильтра. Промышленность выпускает два типа ПЗК: ПКН и ПКВ. Первый следует применять в случаях, когда после ГРП или ГРУ поддерживается низкое давление, второй – среднее.

Настройка пределов срабатывания отключающего устройства:

верхний предел – 125 % от Рвых / Рв = 1,25Рвых;

нижний предел – 5–10 % от Рвых / Рн = 0,1Рвых,

где Рвых – выходное давление после регулятора, МПа.

Габариты и тип клапана определяются типом регулятора давления. ПЗК обычно выбирают с таким же условным диаметром, как и у регулятора.

Предохранительные сбросные клапаны устанавливаются после регуляторов давления газа для исключения повышения давления газа в сети после ГРП, а при наличии расходомера – после расходомера.

ПСК настраивается на срабатывание при достижении значения

115 % от Рвых / Р = 1,15Рвых.

Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, определяют:

при наличии перед регулятором давления ПЗК по формуле ,0005,0

Q ³ 0005,Qd

где Q — количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение одного часа, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа); Qd — расчетная пропускная способность регулятора давления, м3 /ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);

при отсутствии перед регулятором давления ПЗК по формулам:

для регуляторов давления с золотниковыми клапанами

Q³0,01Q d

для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

Q³0,02Q d

При необходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельно нескольких регуляторов давления количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять по формуле Q¢ ³ Qn

где Q¢ — необходимое суммарное количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа); n — количество регуляторов давления газа, шт.; Q — количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение одного часа для каждого регулятора, м3 /ч (при 0 °С и 0,10132 МПа).

Для нашего случая подбираем следующие предохранительные клапана:

Перед регулятором ПКН-50

После регулятора ПСК-50

К вспомогательным устройствам данного вида относятся:

• предохранительные запорные устройства (ПЗУ)
• предохранительные пружинные сбросные устройства (ПСУ).

Они предназначены для предотвращения чрезмерного повышения или понижения давления поступающего в газопроводы газа.

В ГРП ПЗУ устанавливают на газопроводе перед регулятором давления, а ПСУ — за регуляторами давления.

Предохранительные запорные устройства типа ПКН (ПКВ) являются полуавтоматическими устройствами. Устройство автоматически закрывается при выходе контролируемого давления за установленный верхний или нижний пределы, а открывается вручную.

Принцип работы клапана следующий: в открытом положении штифт рычага, сцеплен с крючком анкерного рычага. Нижний конец молотка упирается в выступ этого же рычага. Штифт молотка сцепляется с концом коромысла. Когда контролируемое давление находится в установленных пределах, пружина нижним торцом через тарелку упирается в выступ крышки мембранной коробки и не оказывает давления на мембрану.

Мембрана под действием давления снизу занимает среднее положение. Гайка прижата к тарелке пружины. Коромысло находится в горизонтальном положении и сцеплено со штифтом молотка. Когда давление под мембраной превысит предел, установленный пружиной, мембрана со штоком начнет подниматься, сжимая пружину. Поднимается и внутренний конец коромысла, а конец его выйдет из зацепления со штифтом молотка, упадет и ударит по концу анкерного рычага. Рычаг выйдет зацепления и упадет, в результате чего клапан окажется открытым. Когда давление под мембраной упадет ниже предела, установленного пружиной, мембрана со штоком начнет опускаться, наружный конец коромысла переместится вверх и выйдет из зацепления со штифтом молотка. В результате клапан окажется перекрытым.

4.7 Графическая часть

Заключение

Строительство и эксплуатация межпоселковых газопроводов и газораспределительных пунктов, инженерных коммуникаций при соблюдении всех условий, мероприятий и требований, изложенных в настоящем документе, не окажут необратимого негативного воздействия на окружающую природную среду Апшеронского района Краснодарского края и Майкопского района Республики Адыгея.

Выбросы загрязняющих веществ при эксплуатации газораспределительных пунктов не создают недопустимых концентраций загрязнения окружающей среды за пределами нормативной санитарно-защитной зоны.

Строительство и эксплуатация объекта, при выполнении запроектированных технических решений и мероприятий, ощутимого негативного влияния на поверхностные и подземные воды не окажет.

Реализация проекта не приведет к загрязнению территории района расположения объекта. Сохранение существующих условий ведения сельского хозяйства на отводимых во временное пользование землях обеспечивается проведением работ по технической и биологической рекультивации, характер землепользования на них будет ограничен только соблюдением правил технической эксплуатации магистральных газопроводов и кабелей связи.

Строительство межпоселковых газопроводов и газораспределительных пунктов не приведет к изменению транспортных условий в районе размещения объекта.

Газификация имеет важное социально-экономическое и экологическое значение. Замена природным газом традиционных видов топлив – твердого (дрова, торф, уголь) и жидкого (топочные мазуты) сопровождаются в первую очередь существенным снижением загрязнения атмосферы, почвы и грунтовых (поверхностных) вод.

Реализация проекта является важным экологическим и социально-экономическим мероприятием, позволяющим обеспечить надежное и безаварийное снабжение природным газом населения, промышленных и коммунальных объектов, а также существенно улучшить санитарно-бытовые условия проживания населения.

Литература

1. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*.
2. СНиП 42-01-2002. «Газораспределительные системы», Москва, Госстрой России 2004.
3. Проектирование и эксплуатация газораспределительных систем / Босюк О.С., Орехова И.В. Учебное пособие по дипломному и курсовому проектированию. М., 2009.
4. Газовые сети и газохранилища. /Общ.ред. проф. Прохорова А.Д. – М., 2004, – 359с.

5. Федорова Л.Я., Васильев Г.Г. и др. Газонаполнительные и газораспределительные станции. Изд. «Вектор Бук», Тюмень, 2003.
6. СНиП 42-01-2002. «Газораспределительные системы», Москва, Госстрой России 2004.
7. Проектирование и эксплуатация газораспределительных систем / Босюк О.С., Орехова И.В. Учебное пособие по дипломному и курсовому проектированию. М., 2009.
8. Газовые сети и газохранилища. /Общ.ред. проф. Прохорова А.Д. – М.,

2004, – 359с.

9. ГОСТ 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе.
10. Закон РФ от 10.01.2002г. №7-ФЗ «Об охране окружающей среды» (ред. от 26.06.2007);
11. Закон РФ от 04.05.1999г. №96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха» (ред. от 31.12.2005);
12. Закон РФ от 24.06.1998г. № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления» (ред. от 08.11.2007);
13. Закон РФ от30.03.1999г. № 52-ФЗ «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения» (ред. от 01.12.2007);
14. Закон РФ от 23.11.1995 №174-ФЗ «Об экологической экспертизе» (ред. от 16.05.2008);
15. «Водный кодекс Российской федерации» от 03.06.2006 N 74-ФЗ (принят ГД ФС РФ 12.04.2006),(ред. от 19.06.2007);
16. «Лесной кодекс Российской федерации» от 04.12.2006 N 200-ФЗ (принят ГД ФС РФ 08.11.2006), (ред. от 13.05.2008);
17. «Земельный кодекс РФ» от 25.10.2001 г N 136-ФЗ (принят ГД ФС РФ 28.09.2001), (ред. от 13.05.2008);
18. Постановления Правительства РФ от 21.11.2007 N 800, (принят ГД ФС РФ 28.11.2007);
19. Приказ МПР России от 15.06.2001г. №511 «Об утверждении критериев отнесения опасных отходов к классу опасности для окружающей природной среды»;
20. Приказ Госкомэкологии РФ от 16.05.2000 г. № 372 «Об утверждении «Положения об оценке воздействия намечаемой хозяйственной деятельности на окружающую среду в Российской Федерации» (Зарегистрировано в Минюсте РФ 04.07.2000 N 2302);
21. «Основные положения о рекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы», утв. Приказами Минприроды РФ и Роскомзема от 22.12.1995г. №525 и 67 (Зарегистрировано в Минюсте РФ 29.07.1996 N 1136);
22. Постановление Главного государственного санитарного врача РФ от 10.04.2008 N 25 «Об Утверждении СанПиН 2.2.1./2.1.1.-2361-08» (вместе с «Изменения №1 к СанПиН 2.2.1./2.1.1.1200-03 новая редакция «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и других объектов») (Зарегистрировано в Минюсте РФ 07.05.2008 N 11637);

Страницы: 1 2 3 4